输电线路复合绝缘子运行状态抽样检测试验

为了掌握在运复合绝缘子的运行性能变化情况,介绍了广东电网连续4年开展输电线路运行复合绝缘子抽样检测的情况,以及对其宏观性能进行的系统性试验检测情况,主要包括憎水性检查、机械破坏负荷、密封性能试验和带护套水扩散等。抽检结果表明:运行复合绝缘子机械性能和端部密封性能稳定,但界面粘接性、憎水性能和伞裙耐电蚀等性能发生较明显老化;复合绝缘子性能发生老化同运行年限有关,界面粘接性和伞裙耐电蚀性能在复合绝缘子运行超过8 a后下降较为明显;复合绝缘子界面粘接性下降,可能导致芯棒机械性能下降甚至造成断裂故障,应在运维过程中重点关注。     

运行复合绝缘子界面问题分析

为研究运行复合绝缘子界面问题,抽检了广东、广西和河北地区37、68和48支不同运行年限的复合绝缘子,检测其芯棒与护套界面、金具与芯棒及护套材料结合处界面及伞裙与护套界面的性能。采用统计分析法,发现大约有50%早期运行的复合绝缘子存在护套与芯棒间粘接不良;端部金具及密封胶出现不同形式的失效;广东地区83.8%的样品金具内腔和芯棒端头密封失效,河北及广西地区78%的样品劣化。采用挤包穿伞工艺的复合绝缘子伞裙与护套之间粘接均不牢靠,用手可轻易剥离,粘合胶没有弹性、较脆。针对目前标准中检测复合绝缘子界面性能方法不够灵敏的缺陷,根据实际检测需要,提出了测量水煮前后试品泄漏电流,通过泄漏电流变化来判断界面性能的方法。     

浙江省内复合绝缘子断串及芯棒击穿故障分析

复合绝缘子断串及芯棒击穿事故会对输电线路的安全稳定运行构成严重的威胁。文中对2016年以来浙江省内发生的复合绝缘子断串及芯棒击穿故障案例进行统计分析,包括故障概况、产品情况、故障形态、性能试验、故障原因以及相关建议措施等。结果表明,2016年以来浙江省内共发生8起复合绝缘子断串及芯棒击穿故障,包括6起酥朽断裂、1起脆性断裂及1起芯棒击穿。其中,脆性断裂主要为端部密封不良,外部潮气进入,并在长期高场强作用下产生的应力腐蚀所致;酥朽断裂主要为芯棒—护套粘接不良,在受潮、放电、机械应力共同作用下芯棒中环氧树脂基体降解、劣化所致;芯棒击穿为界面局部粘接不实,护套或端部密封破坏,水分沿界面或芯棒的缺陷进入内部,导致局部放电形成碳化通道,并逐渐发展为贯穿性击穿。针对上述统计故障,建议复合绝缘子采用耐应力腐蚀较好的无硼纤维耐酸芯棒,端部附件装配方式采用同轴多向压接,端部密封采用高温硫化硅橡胶注射密封,并保证芯棒—护套界面的粘接强度,同时在运维过程中加强对复合绝缘子的红外、紫外带电检测。     

内蒙古电网复合绝缘子运行老化性能分析

介绍了内蒙古电网复合绝缘子应用情况,抽取了一批不同电压等级、运行年限、生产厂家的复合绝缘子,对其外观、电气、机械及材料性能进行试验检测。结果表明,交流耐压试验、陡波前冲击耐受电压试验、机械破坏负荷试验合格率达100%,说明复合绝缘子早期应用出现的机械强度下降问题基本解决;憎水性试验、带护套芯棒水扩散试验、护套黏接强度试验合格率较低,反映运行复合绝缘子老化特征较为灵敏,建议将上述试验项目用于网内运行复合绝缘子抽检;喷水分级法用于运行复合绝缘子憎水性测试效果较好;热重分析、红外光谱分析等方法判定绝缘子伞裙早期老化程度效果良好,材料老化程度对复合绝缘子长期运行的影响仍需继续深入研究。     

绝缘子芯棒碳化对其电场分布特性的影响

针对劣化复合绝缘子容易使输电线路发生闪络、跳闸、芯棒脆断等事故,严重威胁电力系统安全运行的问题,对护套和芯棒间存在碳化通道这种劣化情况下的复合绝缘子进行研究。采用有限元法对复合绝缘子碳化芯棒周围电场进行计算分析,建立绝缘子仿真计算模型,并在实验室条件下,现场测量护套和芯棒间存在碳化通道的沿串电场分布,实验测量数据与仿真结果基本一致,验证了理论计算的正确性。研究结果表明,碳化通道会畸变绝缘子串空间电场的分布,通道距高压端越近畸变越明显;碳化通道所贯穿的绝缘子伞裙其内部的电场值有所增大。     

阻燃剂对环氧树脂绝缘子护套材料耐热氧老化性能的影响

为了解决硅橡胶复合绝缘子伞裙护套材料硬度低,抗鸟啄性能差以及芯棒—护套界面粘接不良等问题,现有研究人员将硅橡胶材料替换成脂环族环氧树脂材料。在制作环氧树脂伞裙护套材料的过程中,需要添加一定量的阻燃剂以满足阻燃性能的要求。为了研究阻燃剂对环氧树脂材料耐热氧老化性能的影响,制作了3种不同的环氧树脂试样,并对其老化前后进行了外观形貌、质量损失率、拉伸强度、介电性能、傅里叶红外光谱、热失重测试。研究发现,热氧老化后,环氧树脂材料的拉伸强度和介电常数减小、介电损耗增大,且阻燃剂的添加会进一步降低环氧树脂材料的热稳定性、机械性能和介电性能。因此,在满足环氧树脂材料阻燃性能的条件下,尽量减少阻燃剂的用量。     

湿热环境下脂环族环氧树脂绝缘子和硅橡胶复合绝缘子芯棒-护套界面老化特性研究

脂环族环氧树脂绝缘子因其优异的电气性能和良好的芯棒-护套界面粘接能力,有效地解决了早期硅橡胶体系复合绝缘子的界面问题,有望广泛应用于输电线路上。目前缺少对环氧树脂复合绝缘子和硅橡胶复合绝缘子芯棒-护套界面吸水老化特性的对比研究。该文对比了脂环族环氧树脂材料和硅橡胶材料的吸水、脱水、透水和透湿特性,并进行了水扩散试验方法,结果表明脂环族环氧树脂绝缘子具有更好的芯棒-护套界面粘接和耐老化性能。该文同时研究了氢氧化铝(alumina trihydrate,ATH)填料对环氧树脂吸水渗水特性的影响,为绝缘子用脂环族环氧树脂配方中ATH粒径和添加量的确定提供了理论支持。     

湿热环境下含芯棒-护套界面缺陷复合绝缘子的界面老化机制研究

湿热环境下,含界面缺陷的复合绝缘子更易发生酥朽断裂、界面击穿等严重事故。目前湿热环境下含芯棒-护套界面缺陷复合绝缘子的界面老化机制尚未明确。本文对含有不同界面缺陷的复合绝缘子短样进行湿热老化,对比吸潮与干燥状态下各试样的温升与放电结果,然后通过解剖观察、微观形貌观察及表面元素与官能团变化分析,研究湿热环境对含界面缺陷复合绝缘子性能的影响。结果表明：绝缘子界面缺陷在湿热作用下会加速绝缘子的老化进程,扩大为界面失效,界面处局部放电与水分杂质的极化损耗会引发异常发热故障,其中金属缺陷引发的温升明显高于其他类型缺陷;随着界面缺陷逐步扩大,环氧树脂由界面向内部发生氧化分解,玻璃纤维大量裸露,进而发生劣化。     

硅橡胶复合绝缘子伞裙护套的老化及其判据研究

介绍了我国交流复合绝缘子运行情况,分析了绝缘子的老化问题和事故原因,对现场取下的试品进行了憎水性和硬度的测量以及老化性能的评估。认为目前复合绝缘子损坏的主要原因是早期设计、制作工艺和材料配方不成熟,真正由于硅橡胶伞裙护套老化造成的事故还不多见。大部分复合绝缘子运行10年及以上仍具有良好的憎水性,硅橡胶表面憎水性的下降和硬度的增加与运行时间并无明显关联。硅橡胶的老化是一个漫长的过程,即使出现中期老化特征,仍在一段较长时间内可以保障复合绝缘子的安全运行。认为硅橡胶的老化不应成为复合绝缘子推广使用的障碍。     

广东地区高温发热线路棒形复合绝缘子劣化特性

为了揭示高温发热的线路棒形复合绝缘子的劣化特性,文中对广东电网江门供电局某220 kV故障绝缘子开展了研究。观察了该支绝缘子的外观形貌,在带电状态下进行红外、紫外检测。之后进行解剖观察,采用现代材料测试方法(SEM、XPS)对比了芯棒劣化处与正常处的材料特性,使用宽频介电谱仪对比测试了劣化处与正常处芯棒短样的电气参数。试验和解剖结果发现,该绝缘子护套表面有击穿孔,加压温升严重、外部有微弱放电。内部交界面处芯棒表面劣化已经从高压端延伸至中部。材料分析表明界面处芯棒受到了严重的放电破坏,环氧树脂发生裂解,玻璃纤维有断裂和蚀损现象,存在氧化分解、酸性液体侵蚀等劣化过程。此外,劣化处芯棒的介电常数、介损角正切、电导率都有了明显的上升,造成电场进一步产生畸变,局部放电过程增强。研究表明,该类高温发热的线路棒形复合绝缘子芯棒劣化严重,并且局部放电等劣化过程较为剧烈,断裂风险极大。     

现场运行复合绝缘子憎水性的研究

为及时发现长期运行复合绝缘子伞裙护套材料的憎水性下降,测试了现场运行复合绝缘子的憎水性迁移、丧失和恢复特性,并利用傅立叶变换红外光谱法(FTIR)分析了伞裙材料表面成分。结果发现复合绝缘子所用生胶PDMS主链增长是其憎水性下降的原因之一。应做好复合绝缘子运行状态检测工作,以充分发挥其优异性能。     

复合绝缘子端部发热伞套理化特性研究

对因端部发热而退出运行的复合绝缘子进行温升试验,确定其热源在高压端护套表层。进一步结合憎水性、盐密、灰密测试和电子探针显微分析,研究复合绝缘子伞套理化特性。结果表明,高压端伞套老化最为严重,老化主要集中发生在浅表层,与温升试验结果一致。     

复合绝缘子端部发热伞套理化特性研究

对因端部发热而退出运行的复合绝缘子进行温升试验,确定其热源在高压端护套表层.进一步结合憎水性、盐密、灰密测试和电子探针显微分析,研究复合绝缘子伞套理化特性.结果表明,高压端伞套老化最为严重,老化主要集中发生在浅表层,与温升试验结果一致。     

复合绝缘子芯棒与护套交界面在水和高温作用下的老化特性

复合绝缘子的芯棒与护套之间的界面老化是造成复合绝缘子故障的重要原因之一,目前缺乏针对界面老化的专项研究。为描述界面在老化过程中性能的变化特性,该文提出界面在水和高温作用下的老化模型,模型认为界面老化包括微观缺陷的形成和扩展两部分,缺陷的扩展在老化过程中占据主要地位。此外,提出一种新的基于芯棒表面形貌分析的评价指标:界面图像老化率。为验证老化模型,采用硅橡胶绝缘子和一种新型脂环族环氧树脂绝缘子进行试验。试验通过水煮使含界面样品老化,对老化样品进行泄漏电流试验及芯棒–护套剪切分离试验,以界面电流、剪切强度、界面图像老化率作为评价界面性能状态的指标。研究结果表明:界面电流、界面图像老化率两种指标在界面老化过程中的变化符合老化模型描述的S型曲线规律,界面缺陷在老化中的扩展是导致界面迅速老化的原因;剪切强度用于评价界面性能的灵敏度较其他两种指标低;界面缺陷扩展指数是界面的固有性质,可用于界面耐老化性能的评价,可应用于不同类型的复合绝缘子;新型环氧绝缘子具有更好的界面耐老化性。     

应用显微红外法的硅橡胶复合绝缘子伞裙老化深度研究

复合绝缘子在运行环境因素的综合作用下易发生老化并引发绝缘子性能劣化乃至失效,因此对绝缘子老化影响深度进行检测和评估非常必要。采用显微红外光谱技术,通过测量硅橡胶伞裙由表及里不同深度处的2960 cm-1甲基峰面积分布变化,发展了一种测量运行硅橡胶复合绝缘子老化深度的检测技术。系统讨论了显微红外光谱法的测试原理、扫描方式、边界效应影响等问题,并分别针对线扫描及面扫描模式提出了相应的老化深度计算方法。同时应用该方法测试了广东电网500kV输电线路抽检复合绝缘子低压端伞裙的老化深度,发现基本在50~85?m之间;还对500kV榕茅甲线断串复合绝缘子的故障部位伞裙的老化状态进行了研究,发现由于高压端放电现象严重,故障部位伞裙老化深度达105~141?m,为正常老化情况(35?m)的3~4倍。     

运行直流复合绝缘子的憎水性分布规律

憎水性是衡量复合绝缘子运行性能的重要指标,研究憎水性分布规律有助于对测试结果进行更准确的评价。为此,以4支实际运行后的直流复合绝缘子为研究对象,分别采用喷水分级法和静态接触角法,进行了自然污秽下和去除污秽后的憎水性测试以及人工涂污后的憎水迁移性测试。研究结果表明,绝缘子高压端和低压端的憎水性整体差于中部,沿串表现出倒U形的憎水性分布,同时憎水迁移性较差的伞裙也更多出现在高压端和低压端附近;同片伞裙中边沿位置褪色较为严重,相比于褪色较轻的伞裙根部,其去除自然污秽后的憎水性较好,但是人工涂污下憎水迁移性明显较差。在各种憎水性试验中选择适合的测试方法,根据以上憎水性分布规律合理选取憎水性测试位置,所得试验结果能更好表征复合绝缘子运行性能。     

复合绝缘子护套-芯棒界面异常老化特征及原因分析

护套-芯棒界面是复合绝缘子内绝缘的重要组成部分,与复合绝缘子的异常运行缺陷、故障密切相关。本文针对一起发热的500kV运行复合绝缘子进行深入分析,结合多种表征技术对护套-芯棒界面老化特征进行了研究。结果表明：界面处护套的老化受其所在位置电场强度的影响显著。有异常温升或放电处的硅橡胶护套和环氧玻纤芯棒粘接良好,但界面处都...     

复合绝缘子在±800 kV特高压直流工程中的应用研究

我国±800kV特高压直流输电工程面临着高海拔和重污秽等问题。复合绝缘子即使在憎水性完全丧失的条件下,其污闪电压仍然比同等污秽度下瓷和玻璃绝缘子串的污闪电压高出很多,因此在±800 kV特高压直流输电工程中使用复合绝缘子是必要且可行的。在应用过程中应考虑并解决高海拔强紫外线辐射所带来的伞裙护套老化、大吨位复合绝缘子的长期可靠性以及高压端电场分布等技术问题。     

现场复合绝缘子老化特征的研究

针对输电线路上复合绝缘子的老化问题,阐述了现场运行老化复合绝缘子电场仿真计算模型,分析了不同伞裙位置所承受的电场大小、表面憎水性和微观形貌,提出了复合绝缘子不同位置伞裙的老化特征规律。试验分析结果表明,复合绝缘子的憎水性与该处承受的电场强度、表面形貌结构有直接的关系,会随着场强的增大而减小。     

一起1000 kV输电线路复合绝缘子蚀损缺陷问题分析

为分析一起特高压1000 kV线路复合绝缘子蚀损缺陷的原因,通过红外测试、解剖、憎水性试验、等值盐密试验、渗透性试验及水扩散试验等手段对缺陷绝缘子开展了试验分析。结果表明,蚀损位置可产生发热,其发热幅值测试结果与蚀损严重程度、测试所在位置有关。复合绝缘子蚀损位置的伞裙-护套界面均存在气隙,蚀损严重区域气隙内部存在明显的放电痕迹。由此判断蚀损缺陷由复合绝缘子伞裙-护套界面存气隙引发,界面气隙在高场强作用下引起局部放电,长期作用逐步导致电蚀区域的产生和扩展。针对蚀损原因和发热特征,提出了后续运维检修措施建议。